IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 81

de ahorros de costos durante un período de tres años (de
2013 hasta finales de 2015), mediante la combinación de
la preservación del nivel 1 del modo de emergencia como
una reserva de contingencia y las activaciones reales de la
reducción de tensión, la primera representó el 88% de los
ahorros financieros totales. determinar cuándo la reducción
de tensión realmente puede ser utilizada por una empresa
de servicios públicos de esa manera requiere una planificación y evaluación significativa y depende de variables tales
como la combinación de fuentes de generación disponibles
y la capacidad (es decir, la capacidad de reducción de carga)
del sistema de reducción de tensión de emergencia. el proceso para desarrollar y desplegar tal sistema es igualmente
importante y se complementa con un entendimiento de la
evolución a su forma actual con el adms.
dep ha estado utilizando la reducción de tensión automatizada en su sistema de distribución durante más de tres
décadas y para los mismos propósitos (no obstante, de una
manera diferente de la que existe actualmente). La idea de
poder implementar de manera remota la reducción de tensión radica en el primer programa de gestión del lado de la
demanda de la compañía. el programa se basó en comunicación unidireccional de radiofrecuencia o de onda portadora de distribución para controlar el equipo de restricción
necesario instalado en el hogar del cliente; este concepto
remoto condujo al desarrollo del primer sistema de reducción
de tensión.
no obstante, la compañía también reconoció que el beneficio obtenido de no tener que enviar al personal operador a
la subestación para implementar manualmente la reducción
de tensión se anularía si se produjera una pérdida sostenida
de comunicación después de la activación remota. La
seguridad contra la pérdida de comunicación (un retorno
automático de los ajustes del control del regulador a los valores predeterminados para devolver la tensión a las condiciones normales después de tal evento) no existía en el momento
y, por lo tanto, requirió la integración de un método alternativo al diseño del paquete de automatización. se agregó un
transformador de filamento que, al recibir una señal remota,
aumentaría la tensión detectada del control del regulador en
un porcentaje definido, básicamente engañando al control
para bajar la tensión en la misma cantidad. este innovador
enfoque arrojó el resultado previsto y lo hizo sin cambiar
remotamente ningún ajuste del control del regulador. Un
ejemplo de cabinas de control de la reducción de tensión originales se muestra en el gráfico 4.
La siguiente iteración del sistema de reducción de tensión
de dep tomó forma en la década de 1990 con la implementación del scada en sus subestaciones de t/d. Los controles del regulador de tensión digitales más nuevos también
comenzaron a ofrecer niveles configurables de reducción de
tensión de emergencia, con una funcionalidad de seguridad
más sofisticada que podía ser gestionada por el scada.
más tarde se determinó que la nueva funcionalidad del control también aplicaba una reducción de tensión mucho más
marzo/abril 2018

gráfico 4. Una de las cabinas de reducción de tensión
original.

cercana al nivel del porcentaje especificado que el enfoque
tradicional, probablemente debido a las tolerancias del transformador de filamento incluido.
Lo que es más importante, la nueva funcionalidad de
control también proporcionó una velocidad de implementación que era mucho más rápida que el diseño original de la
compañía. dep se aprovechó de estas mejoras y comenzó a
migrar lentamente a una técnica de comando directo usando
una unidad terminal remota conectada directamente al control del regulador. cuando la fase de planificación del proyecto de dsdr comenzó en 2007, dep tenía una combinación de ambos diseños y un sistema que podía implementar
una reducción de tensión objetivo del 2.5% o del 5.0% en la
mayoría de sus barras de subestación de t/d.

Desarrollo del modo de emergencia
el proyecto de dsdr estaba encargado de migrar el sistema
de reducción de tensión de emergencia tradicional al adms
y de asegurar que los beneficios existentes se mantuvieran.
se formó un equipo interno interdepartamental en agosto de
2017 para este propósito, así como para asistir en el diseño
de dsdr al investigar el rendimiento y las características de
la reducción de tensión del sistema de distribución durante
condiciones de carga máxima. este esfuerzo de cinco años
generó avances significativos que maximizaron las capacidades de reducción de tensión de emergencia y, en combinación con la funcionalidad avanzada no disponible antes
del adms, ha dado como resultado un recurso operativo
mejorado y confiable.
Una mejora inicial identificada para ampliar el sistema
tradicional, con un futuro modo de dsdr todo incluido
también en mente, fue una actualización del diseño de
automatización de reducción de tensión original remanente
para cumplir con el estándar más reciente de scada y la
implementación completa en todas las subestaciones de t/d
minoristas con regulación de tensión existente. Una segunda
mejora motivada por el mismo objetivo general fue la adición de todos los reguladores de tensión de línea de distribución existentes a la reducción de tensión de emergencia. esta
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018

Contenidos
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover1
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover2
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Contenidos
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IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 4
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IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 6
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IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 123
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 124
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover3
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover4
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